低渗透储层CO2泡沫体系的筛选与性能评价

刘　丽， 万　雪， 杨　坤， 李　静， 皮彦夫

(东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)



低渗透储层CO2泡沫体系的筛选与性能评价

刘丽， 万雪， 杨坤， 李静， 皮彦夫

(东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)

针对低渗透油田开发过程中存在的注水困难、水淹程度高、注入水利用效率较低以及注气开采易发生气窜的问题，通过大量的室内物理模拟实验与测试，为吉林油田某低渗透区块CO2泡沫驱优选出最佳的CO2泡沫体系，并对体系的稳定性、发泡性、可注入性及渗透率适用范围等进行了特性评价。研究结果表明,三种发泡剂均具有良好的发泡性能和稳定性，且均在可注入的范围内；当温度从45 ℃升到100 ℃时，泡沫体系的半衰期急剧减小，稳定性能均变差；三种泡沫体系中FP388发泡性最好，综合性能最优。

低渗透；发泡性；稳定性；可注入性；室内实验

目前,大部分油田进入高含水开发期，注水开发过程中出现的矛盾日益加剧，水驱开发效果变差，原油产量偏低[1-2]。因此，迫切需要在三次采油阶段采取有效措施改善区块开发效果，提高采收率。注CO2可降低温室效应，有利于环保，而且CO2提高原油采收率成本低、成效高[3]；泡沫具有低摩阻、低滤失、低密度、高黏度、携带能力强、返排能力强、对储层伤害小等优点[4-7]，并具有“堵大不堵小，堵水不堵油”的特点[8]。因此，CO2泡沫驱是一种环保高能的驱油方式。

目前，市面上已有一些相关的试剂，但是为了满足吉林油田某低渗透区块CO2泡沫驱的矿场试验需求，有必要进行CO2泡沫驱配方体系的研制及筛选，旨在优选出经济技术效果最好的CO2泡沫配方体系。

1　试验区基本情况

试验区为吉林油田某低渗透区块，该区块油层压力平均23.11 MPa，油层温度平均为97.3 ℃；地层水矿化度为11 737.7 mg/L，氯离子质量浓度4 481.6 mg/L，水型为NaHCO3型，pH在7左右。区块目前水淹井增多，注入水利用效率较低，部分油井地层压力较低，产液、油量呈现递减趋势。单层低渗透油藏开发目前面临着难以控制的大面积水淹，需要采取有效措施改善区块开发效果，提高采收率。

综合考虑以上情况，选定的CO2泡沫体系必须满足抗高温、抗盐、稳定性好的特点。

2　实验条件

实验设备：空气压缩机、高压气瓶(内装有高压CO2气体作为气源使用)、泡沫发生装置、活塞容器、岩心夹持器、平流泵和ISCO泵、塑料管线和钢管线、恒温箱、六通及压力表、饱和地层水仪器、气体计量装置。

实验温度：45、75、100 ℃(依据室内实验条件和区块油层温度而定)。

3　CO2泡沫体系的筛选

3.1发泡剂

能否形成长期稳定的泡沫，关键在于发泡剂(即表面活性剂)的选择。研究结果表明[9-13]，阳离子型表面活性剂在砂岩储层岩石表面的吸附非常严重，是不可取的；阴离子型表面活性剂在碳酸盐岩石表面的吸附量高，而在砂岩表面的吸附量很低，适用于砂岩油层；非离子表面活性剂在碳酸盐岩石表面的吸附量很少，而在砂岩表面的吸附量相当严重，比较适合碳酸盐油层。

针对油田区块低渗透储层的特点，本文主要研究了中国石油集团科学技术研究院自主研制的阴离子型和阴非两性型发泡剂样品4种，通过测定其发泡体积Vf、半衰期t1/2和综合指数FCI等参数，进行泡沫配方体系的筛选，测定结果见表1。

表1　4种发泡剂的发泡性和泡沫稳定性测试结果

注：测试中所用的发泡剂质量分数为0.4%。

由表1可以看出，在所有样品中，由于氟碳阴非两性型发泡剂中的氟原子的半径比阴非两性型发泡剂中氢原子的半径大，而且F—C键能高，很难被破坏。因此氟碳阴非两性型发泡剂FP388表现出相对的优势，发泡体积最大，半衰期最长，综合指数FCI最大；同时，综合考虑到经济成本及适应性，FP246和FP275也作为候选，分别对这3种发泡剂进行性能评价。

3.2稳泡剂

稳泡剂通过与发泡剂的相互作用和提高液相黏度对体系的发泡能力产生影响[14]。本文收集了稳泡剂样品6个，通过测定其与发泡剂FP388组成的泡沫体系的发泡体积Vf、半衰期t1/2和综合指数FCI进行优选，实验结果见表2。

表2　加入不同稳泡剂后FP388的发泡性和泡沫稳定性测试结果

注：测试中所用的发泡剂质量分数为0.4%，稳泡剂的质量分数均为0.1%。

由表2可以看出，6种稳泡剂的加入使体系的排液半衰期均有不同程度的增加，其中WP125增加幅度最大；同时加入稳泡剂后，除了WP110使发泡体积有所增加外，其余体系的发泡体积均有所降低。因此，综合考虑后，根据综合指数的增加幅度，最后优选出WP125作为稳泡剂。

综合考虑成本及适应性，优选出的3种泡沫体系的特性参数见表3。

表3　优选的泡沫体系的发泡性和泡沫稳定性

4　CO2泡沫体系的稳定性评价

泡沫稳定性是泡沫最重要的一个性质，用半衰期来评定。目前普遍认为泡沫的衰变机理是：泡沫中液体的流失，气体透过液膜扩散。增强泡沫稳定性，有利于泡沫在更大范围应用。

目前提高泡沫稳定性主要采取两种方式，一种是在发泡剂溶液中加入活性物质，通过协同作用增强吸附分子间相互作用，增大液膜表面强度；另一种方式是在发泡剂溶液中加入增黏剂，提高液相黏度，增大液膜的弹性，延长泡沫的半衰期。本文筛选的稳泡剂WP125为星形聚合物，属于第二种。

4.1实验步骤

(1) 按气液体积比30∶1算出20 mL发泡剂溶液所需要的CO2气体体积(即600 mL)；

(2) 将配制好的发泡剂溶液和CO2气体同时注入放置有1 200×10-3μm2的高渗岩心的岩心夹持器中，经过一段时间的混合作用，将形成的泡沫接入到量程为50 mL的量筒中；

(3) 将装有泡沫的量筒分别放置在常压下温度为室温、45、75、100 ℃的恒温箱中，测定CO2泡沫体系的半衰期。

4.2实验结果及分析

三种发泡剂的半衰期实验结果如表4所示。由表4中的半衰期数据可以看出，常压下，温度高于室温时，三种泡沫体系的半衰期都随温度的升高而降低。CO2泡沫体系的稳定性随着温度的升高，半衰期急剧降低，稳定性变差；且在温度从45 ℃到100 ℃，泡沫的半衰期下降较快，稳定性能变化较大；质量分数相同的三种发泡剂溶液，在相同的温度时，FP275的半衰期最大，即泡沫稳定性最好；只在室温的条件下，FP246的稳定性与FP388相当，但在温度升高时，FP246的稳定性变化较快，在三种发泡剂中，FP246形成的泡沫稳定性最差；随着温度增加，FP388和FP275的稳定性差异逐渐减小。

表4　三种发泡剂的半衰期实验数据

5　CO2泡沫体系的发泡性评价

对发泡剂的发泡性能进行评价，一般是以发泡剂的最大发泡体积来测定，最大发泡体积值越大，说明发泡剂的发泡性能越好。最大发泡体积是指一定条件下泡沫体系所能生成的最大的泡沫体积。

5.1实验步骤

(1) 按气液体积比30∶1算出20 mL发泡剂溶液所需要的CO2气体体积(即600 mL)；

(2) 将20 mL的表面活性剂溶液倒入测定发泡体积的装置中，该装置是具有刻度线的细长试管。然后经过平流泵的驱替作用，以3 mL/min的速度将CO2气体从装置底端驱进；

(3) 实验结束时，计量在泡沫发生装置中产生的泡沫体积，即为该泡沫体系的最大发泡体积。

5.2实验结果及分析

不同类型泡沫体系的发泡体积不同，分别测定了三种泡沫体系在常温常压下的最大发泡体积Vf。其中，FP388体系的Vf为780 mL，FP246体系的Vf为772 mL，FP275体系的Vf为761 mL。可见，FP388体系的发泡体积最大，但三者的差距不大，最大发泡体积差值仅为19 mL，说明三种发泡体系均具有良好的发泡性能。而FP388体系的发泡体积最大的原因则是由于FP388为氟碳阴非两性型发泡剂，其氟原子的半径比阴非两性型发泡剂(FP246、FP275)中氢原子的半径大，因此FP388体系的发泡性能最好。

6　CO2泡沫体系的可注入性与渗透率适用范围评价

由于泡沫体系自身的特殊性，在低渗透储层中，若采用泡沫驱方式，则可能需要很大的启动压力。结合发泡性和稳定性研究，本实验优选FP388为发泡剂形成的CO2泡沫体系进行低渗储层可注入性与渗透率的适用范围研究。

6.1实验步骤

(1) 首先称量小岩心柱的干重；

(2) 然后将小岩心放入抽真空的仪器中，并倒入适量规定浓度的地层水，进行岩心的抽空饱和水，时间约为2 h；

(3) 停止真空泵，取出小岩心并称量湿重，计算岩心的孔隙体积及孔隙度；

(4) 将岩心放入小岩心夹持器中，并连接到CO2泡沫体系的发生装置上，并在出口端放置回压阀(环压为35 MPa，回压为8 MPa)，进行泡沫的恒速注入(流量0.1 mL/min)，出口端出液后，记录入口端的稳定压力。

6.2实验结果及分析

针对不同渗透率级别的岩心进行的可注入实验数据及结果见表5。

表5　低渗岩心泡沫驱注入压力

由表5可以看出，当岩心出口端回压和流速一定时，随着岩心渗透率的降低，入口端所需压力不断增加；当岩心渗透率达到0.3×10-3μm2时，入口端压力临近区块的地层破裂压力(约39 MPa)，故渗透率适用下限为0.3×10-3μm2。试验区的平均渗透率在10×10-3μm2左右，因此FP388泡沫体系可注入，考虑到发泡性最强的FP388泡沫体系若可注入，则另外两种泡沫体系也可注入。

7　结论

(1) 在发泡剂筛选评价时，最优选方案为发泡剂的发泡体积和半衰期均最高者，其次为发泡体积最高、半衰期较高，方案较多情况较复杂时则选择发泡体积和泡沫综合指数FCI均为最高者。因此优选的发泡剂为 FP388，其具有最好的发泡性能和最高的泡沫综合指数FCI。

(2) 稳泡剂的筛选评价时，最优选方案为加入稳泡剂后的体系半衰期增幅和发泡体积均为最高者，其次为半衰期增幅最高、发泡体积较高，方案较多情况较复杂时则选择半衰期增幅和泡沫综合指数FCI增幅均为最高者。因此本文优选的稳泡剂为WP125，其半衰期增幅和泡沫综合指数FCI增幅均为最高。

(3) 通过可注入性评价实验，确定优选出的泡沫体系的渗透率适用下限为0.3×10-3μm2，远远低于试验区的平均渗透率(10×10-3μm2)，因此优选出的泡沫体系可注入目的储层。

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(编辑王亚新)

The CO2Foam System Selection and Performance Evaluation of Low Permeability Reservoirs

Liu Li, Wan Xue, Yang Kun, Li Jing, Pi Yanfu

(KeyLaboratoryofOilandGasRecoveryofEducationMinistry，NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318，China)

There are many problems in the development process of the low permeability oilfields including water injection difficulty, high water flooded degree, low utilization efficiency of injected water and gas channeling of gas injection. Through a large number of laboratory physical simulation experiments and tests, the best CO2-foam system was selected out for a low permeability blocks CO2-foam flooding in Jilin oil field. The stability, foaminess, injectivity and applicable scope of the permeability of three systems were conducted. The results showed that the three kinds of foam agent all had good foaminess and stability, and all of them could be injected within the range. When the temperature rose from 45 ℃ to 100 ℃, the half-life of foam systems sharply reduced, and the stability of them turned bad. In the three foam systems, FP388 was the optimal one which had best foaminess and comprehensive performance.

Low permeability; Foaminess; Stability; Injectivity; Laboratory experiment

1006-396X(2016)04-0062-04投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-05-06

2016-06-03

黑龙江省自然科学基金面上项目(E2016016)；中国石油科技创新基金资助项目(2015D-5006-0214)。

刘丽(1979-)，女，博士，副教授，从事油气田开发与提高采收率技术研究；E-mail：liuliduoduo@163.com。

TE357

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.04.013